配电网自动化培训课件

第八章配电网自动化第八章配电网自动化1第八章配电网自动化8.1配电网自动化概述8.2配电网自动化的通信8.3配电网的馈线自动化

8.4配电及用电管理自动化

第八章配电网自动化8.1配电网自动化概述28.1配电网自动化概述一、配电网自动化的产生我国电网现状：前些年加大了发电厂及输电网的建设，实现了输电网自动化，当前的主要矛盾出现在配电环节。我国配电网现状：配电网结构不合理，供电可靠性差、设备落后、自动化水平低。国家电力公司从1998年起对全国城乡电网开始进行大规模的建设与改造，并从总体上提出了明确目标：提高供电的可靠性，使我国城市供电可靠性达到99.99%；提高供电质量，使电压合格率≥98%。要达到上述指标，必须实施配电系统自动化。8.1配电网自动化概述一、配电网自动化的产生我国电网现状3二、配电网自动化的定义配电网自动化是利用计算机技术、现代电子技术和通信技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。8.1配电网自动化概述二、配电网自动化的定义配电网自动化是利用计算48.1配电网自动化概述三、配电网自动化的内容远方抄表与计费自动化（AMR）负荷监控与管理（LCM）需方管理（DSM）配电自动化系统（DAS）地理信息系统（GIS）变压器巡检与无功补偿配电SCADA系统进线监控馈线自动化（FA）10kV开闭所、变电站自动化配电自动化系统（DAS）是配电管理系统（DMS）中最主要的内容，它是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统，包括以下内容：8.1配电网自动化概述三、配电网自动化的内容远方抄表与计51.配电SCADA系统（配电网数据采集与监控系统）8.1配电网自动化概述SCADA包括配电网进线监控、变配电站自动化、馈线自动化和配电变压器巡检及无功补偿四个部分：配电网进线监控：对配电网进线变电所开关位置、保护动作信号、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的监视。配电SCADA系统采集安装在各个配电设备处的终端单元上报的实时数据，并使调度员能够在控制中心遥控现场设备，它一般包括数据库管理、数据采集、数据处理、远方监控、报警处理、历史数据管理以及报表生成等功能。1.配电SCADA系统（配电网数据采集与监控系统）8.168.1配电网自动化概述馈线自动化（FA）：在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。闭所和配电变电站自动化（SA）：对配电网中10kV开闭所和小区变的开关位置、保护动作信号、小电流接地选线情况、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。变压器巡检与无功补偿：变压器巡检是指对配电网中变压器、箱变的参数进行远方监视，无功补偿是指对补偿电容器进行自动投切和远方投切等。8.1配电网自动化概述馈线自动化（FA）：在正常情况下，78.1配电网自动化概述2.地理信息系统（GIS）配电自动化中的GIS主要包括设备管理、用户信息系统、SCADA功能及故障信息显示等。设备管理（FM）：将变电站、馈线、变压器、开关、电杆等设备的技术数据反映在地理背景图上，便于进行设备及其静态信息的查询。地理信息系统是将配电网设备的地理位置与一些属性数据库（如用户信息、需方管理上报的实时数据等）结合，以便操作和管理人员更加直观地进行配电网的动态分析和运行管理。8.1配电网自动化概述2.地理信息系统（GIS）88.1配电网自动化概述用户信息系统（CIS）：指借助GIS对大量用户信息，如用户名称、地址、账号、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电记录等进行处理，以便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流分析的依据。SCADA功能及故障信息显示：指GIS通过调用CIS和SCADA功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，并自动显示故障处理过程的进展信息。3.需方管理（DSM）需方管理是指电力的供需双方对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性，减少能源消耗及供需双方的费用支出的目的。8.1配电网自动化概述用户信息系统（CIS）：指借助GI98.1配电网自动化概述负荷监控与管理（LCM）：根据用户情况进行综合分析，确定最优运行和负荷控制计划，对集中负荷及部分工厂用电负荷继续监视、控制和管理，通过合理的电价结构引导用户转移负荷，平坦负荷曲线，降低运行成本，实现负荷均衡化。远方抄表与计费自动化（AMR）：通过各种通信手段读取远方用户电表数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报表或曲线等。它包括负荷监控与管理和远方抄表与计费自动化两个方面内容。8.1配电网自动化概述负荷监控与管理（LCM）：根据用户10四、实施配电网自动化的目的和意义当配电网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积。在正常运行情况下，通过监视配电网运行工况，优化配电网运行方式；根据配电网电压合理控制无功功率和电压水平，改善供电质量，达到经济运行目的；合理控制用电负荷，提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高企业的经济效益和工作效率，降低劳动强度，达到减人增效的目的；提高管理现代化水平和服务质量，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。8.1配电网自动化概述四、实施配电网自动化的目的和意义当配电网发生118.2配电网自动化的通信一、配电自动化通信系统的层次配电自动化通信系统一般可分为用户级通信、主站级通信和现场设备级通信三个层次。用户级通信：指配电控制中心或配电子站的各计算机之间的相互通信，一般通过局域网相连，本书不作讨论。主站级通信：指配电自动化主站和子站间的通信、子站和现场监控单元间的通信。现场设备级通信：指各种远方监控单元相互之间的通信，包括馈线远方终端FTU相互间的通信，配电变压器远方终端TTU相互间的通信，以及FTU和TTU之间的通信。8.2配电网自动化的通信一、配电自动化通信系统的层次128.2配电网自动化的通信二、配电自动化对通信系统的要求配电自动化对通信系统的要求，取决于配电网的规模和要求实现的具体希望水平。选择配电自动化系统的通信方式应综合考虑以下几点：通信的可靠性；双向通信的要求；通信速率的要求；通信不受停电的影响；通信系统建设费用；使用和维护的方便性；可扩充性。8.2配电网自动化的通信二、配电自动化对通信系统的要求138.2配电网自动化的通信三、配电自动化的通信方式1.主站级通信方式有线通信：包括架空明线或电缆、配电线载波、邮电本地网、租用电话线、光纤、有线电视网（CATV）、专线等。配电线载波通信（DLC）：是在6～10kV配电线路上的载波通信，其载波频率为5～40kHz。配电载波通信所用到的主要设备有：在主变电站安装的多路载波机（称主站设备）、在线路各测控对象处安放的配电线载波机（称从站设备）和高频通道。高频通道主要由10kV配电线路、高频阻波器（简称阻波器）、耦合电容器和结合滤波器组成。8.2配电网自动化的通信三、配电自动化的通信方式1.148.2配电网自动化的通信高频阻波器的作用：防止高频信号向不需要的方向传输；耦合电容器的作用：将载波设备与馈线上的高电压、操作过电压及雷电过电压等隔开，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号能顺利地耦合到馈线上；结合滤波器的作用：与耦合电容器配合将载波信号耦合到馈线上，并抑制干扰进入载波机。结合滤波器由接地刀闸QS、避雷器F、排流线圈L1、调谐网络C1、L2和匹配变压器T组成，如图8-1所示。图8-1结合滤波器的组成8.2配电网自动化的通信高频阻波器的作用：防止高频信号向158.2配电网自动化的通信光纤通信：是以光波作为信息载体，以光导纤维为传输媒介的一种崭新的通信方式。优点：传输频带宽、通信容量大、传输速率高、传输损耗小、误码率低、可靠性高、不受电磁干扰、组网灵活方便。优点：配电载波机的传输率可达到150～300bit/s，可满足双向通信的要求，在配电网监控、远方抄表和负荷控制等领域得到广泛的应用。光纤通信系统由电端机、光端机、中继器和光缆组成，如图8-2所示。图8-2光纤通信系统的组成8.2配电网自动化的通信光纤通信：是以光波作为信息载体，168.2配电网自动化的通信电话线通信：分为租用电话专线和公用电话拨号两种方式。租用电话专线方式：传输速率高，但租金较贵，成本高，适用于对通信速率要求较高的场所，如配电子站与主站之间的通信；公用电话网拨号方式：费用较低，但拨号电话的连接时间长且有时接不通，因此只适用于对通信速率要求不高的场所，如远程抄表等。

电话线通信的缺点：电力部门无法完全掌握电话线通信的维护以确保其可靠运行，而且还有许多电话线未能覆盖到的区域。8.2配电网自动化的通信电话线通信：分为租用电话专线和公178.2配电网自动化的通信无线通信：包括调幅（AM）广播、调频（FM）广播、无线寻呼网、高频通信（HF）、无线扩频通信、微波通信、卫星通信、数控电台等。高频通信：扩频通信的频率范围在150～800MHz。特点：通信速度不高，传输距离较短，但绕射能力较强，比较适合中小城市和大城市近郊及广大农村地区的配电自动化设备间的通信。扩频通信：扩频通信的频率范围为900～1000MHz。特点：传输速率高，发射功率小，抗干扰能力强，但要求通信两端无阻挡，因此对位于高楼林立之中的城市配电网应用效果不佳。用于通信点不多，通信速率要求较高的场合，例如子站与配电控制中心间的通信。微波通信（也称视距通信）：微波通信是采用1GHz以上的频率，外加特有的设备构成的通信方式。特点：传输容量大，传输距离长，稳定性能好，配置灵活。微波通信同光波一样是直线传播的，因而也称视距通信

8.2配电网自动化的通信无线通信：包括调幅（AM）广播、188.2配电网自动化的通信卫星通信：卫星通信是通过同步轨道上的通信卫星作为中继站来转发或发射无线电信号，在地面站间进行通信的。优点：不受地形和距离的限制，通信容量大，不受大气层骚动的影响，通信可靠。2.现场设备级通信方式现场总线：是连接智能现场设备与控制系统和控制室之间的一种数字式、双向、串行、多点通信的系统。其传输介质主要采用双绞线。优点：可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率高，造价低廉，维护成本低。在配电自动化系统中，LonWorks总线和CAN总线是较常用的两种现场总线通信方式。8.2配电网自动化的通信卫星通信：卫星通信是通过同步轨道198.2配电网自动化的通信LonWorks总线：LonWorks技术是由美国Echelon公司开发，并与Motorola和东芝公司共同倡导的现场总线技术。它采用了ISO/OSI开放系统互联模型全部的七层协议结构，是唯一提供全部服务的现场总线。CAN总线：CAN最早由德国Bosch公司推出，是一种具有很高可靠性、支持分布式实时控制的串行通信网络。它是目前唯一被批准为国际标准的现场总线。LonWorks支持双绞线、电力线、同轴电缆和光纤等多种网络传输介质并支持多种拓扑结构，组网方式灵活，其通信速率为78kbit/s/2700m、1.25Mbit/s/130m，节点数32000个。CAN可以采用点对点、一点对多点及全局广播多种方式发送接收数据，可以多主方式工作。CAN总线采用双绞线或光纤串行通信方式，其通信速率为5kbit/s/10kM、1Mbit/s/40m，节点数110个。8.2配电网自动化的通信LonWorks总线：LonWo208.2配电网自动化的通信RS-485标准接口：RS-485是一种改进的串行接口标准，其接口环节简单且不含CPU。RS-485最多可支持64～256个发送/接收器对，最远传输距离为2.5km（≤9600bit/s），最高传输速率为2.4Mbit/s。用于一些对实时性要求不高的场合，比如远方自动抄表。四、配电自动化系统的通信方案配网自动化工程所使用的通信介质主要有光纤、屏蔽双绞线和配电线。配网自动化系统一般可分为主站层、子站层和馈线层三层，在不同的层次上应采用不同的通信介质。8.2配电网自动化的通信RS-485标准接口：RS-4821主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组网方式一般分为两种：光纤以太网和光纤环网。子站与馈线之间：一般采用光纤、双绞线、电力线载波、无线等多种通信手段混合的方式。低压抄表系统：采用低压配电线载波通信。8.2配电网自动化的通信

图8-3为北京四方华能公司生产的CSDA2000配网自动化系统的总体结构图，各层之间采用的通信介质如图所示。主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组网方式一般22图8-3配网自动化系统的总体结构图8-3配网自动化系统的总体结构238.3配电网的馈线自动化一、概述馈线自动化的实现方式有以下两种：当地控制方式：依靠智能配电开关设备（重合器和分段器等）间的相互配合来实现故障区域自动隔离和健全区域自动恢复供电的功能；远方控制方式：通过通信网络及配电子站把户外分段开关处的柱上FTU和配电网控制中心的SCADA计算机系统连接起来，由计算机系统完成故障定位，然后以遥控方式隔离故障区域，恢复非故障区域供电。8.3配电网的馈线自动化一、概述馈线自动化的实现248.3配电网的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化1.重合器与分段器重合器：是一种自身具有控制及保护功能的开关设备。它能进行故障电流检测和按预先整定的分合操作次数自动完成分合操作，并在动作后能自动复位或闭锁。重合器的功能：当线路发生故障后，重合器通过检测确认为故障电流时将自动跳闸，并按预先整定的动作顺序及时间间隔进行若干次合、分循环操作。重合器的时间—电流特性曲线TCC：指重合器的开断时间与开断电流之间的关系曲线。重合器一般有两种t—I特性曲线，一种为快速动作t—I特性曲线，一般只有一条；另一种为慢速动作t—I特性曲线，可以有多条。8.3配电网的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化258.3配电网的馈线自动化分段器：是一种与电源侧前级开关（重合器或断路器）配合，在失压或无流的情况下自动分闸的开关设备。分段器与重合器的主要区别是不能开断短路电流，但是能在线路短路时承受短路电流的力效应和热效应。分段器的关键部件是故障检测继电器，根据判断故障方式的不同，分段器可分为过流脉冲计数型分段器和电压—时间型分段器两类。过流脉冲计数型分段器：又称自动分段器，它是以检测线路电流来判断故障并进行分合闸操作的。电压—时间型分段器：又称自动配电开关或重合分段器，它是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。8.3配电网的馈线自动化分段器：是一种与电源侧前级开关（268.3配电网的馈线自动化2.重合器与其它元件的配合重合器与重合器的配合图8-4所示是一个由五台重合器配合隔离环网故障过程示意图，每条线路设置一台出线重合器和一台中间重合器，两条线路通过一个常开的联络重合器相连。这些重合器在线路发生过电流或低电压时动作。图8-4多个重合器配合隔离环网故障过程8.3配电网的馈线自动化2.重合器与其它元件的278.3配电网的馈线自动化重合器与过流脉冲计数型分段器配合图8-5重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程图8-5为一树状网采用重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程示意图。图中A采用重合器，B和C采用过流脉冲计数型分段器，它们的记数次数均整定为2次。8.3配电网的馈线自动化重合器与过流脉冲计数型分段器配合288.3配电网的馈线自动化重合器与电压—时间型分段器配合简单辐射状网的故障处理过程：图8-6为一简单辐射状网采用重合器与电压—时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C、D和E均采用电压—时间型分段器，其中B和D的X时限均整定为7s；C和E的X时限均整定为14s；它们的Y时限均整定为5s。分段器均设置在第一套功能。8.3配电网的馈线自动化重合器与电压—时间型分段器配合简298.3配电网的馈线自动化图8-6辐射状网隔离故障区段的过程8.3配电网的馈线自动化图8-6辐射状网隔离故障308.3配电网的馈线自动化图8-7辐射网分隔故障区段的时间特性上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-7所示。8.3配电网的馈线自动化图8-7辐射网分隔故障区318.3配电网的馈线自动化简单环网的故障处理过程：图8-8为一典型的开环运行的环状网采用重合器与电压—时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C和D采用电压—时间型分段器并且设置在第一套功能，它们的X时限均整定为7s，Y时限均整定为5s；E也采用电压—时间型分段器并且设置在第二套功能，它的XL时限均整定为45s，Y时限均整定为5s。8.3配电网的馈线自动化简单环网的故障处理过程：图8-8328.3配电网的馈线自动化图8-8环状网开环运行时隔离故障区段的过程8.3配电网的馈线自动化图8-8环状网开环运行33上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-9所示。8.3配电网的馈线自动化图8-9环网开环运行时分隔故障区段的时间特性上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-9所示。8.3348.3配电网的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化远方控制方式的馈线自动化系统是建立在计算机监控系统和通信网络的基础上，它所需用的主要设备是具有数据采集和通信能力的馈线远方终端单元（FTU）。它的功能有：在正常情况下，远方实时监视馈线开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在负荷不均匀时，通过负荷均衡化达到优化运行方式的目的；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区段的供电。8.3配电网的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化358.3配电网的馈线自动化1.FTU的基本功能和性能FTU的基本功能：遥信功能；遥测功能；遥控功能；统计功能；对时功能；事件顺序记录（SOE）；事故记录；定值远方修改和召唤定值；自检和自恢复功能；远方控制闭锁与手动操作功能；远程通信功能。FTU除上述功能外，还有以下三项可选配的功能：电度采集；微机保护；故障录波。FTU的性能要求：抗恶劣环境的能力；具有良好的维修性；可靠的电源。8.3配电网的馈线自动化1.FTU的基本功能和性能FT368.3配电网的馈线自动化2.FTU的组成远方终端控制器：作为整个FTU的核心模块需完成FTU的主要功能，如模拟和数字信号测量、逻辑计算、控制输出和通信处理。充电器：完成交流降压、整流及隔离，蓄电池充放电管理，多电源自动投切，蓄电池容量监视等功能。蓄电池：作为FTU所有供电电源的后备电源。机箱外壳：由于大多FTU安装在户外，受酸雨等的腐蚀较严重，因而机箱外壳宜采用耐腐蚀的材料做成，最好采用不锈钢材料。

8.3配电网的馈线自动化2.FTU的组成远方终端控制器378.3配电网的馈线自动化各种附件：包括远方控制闭锁开关、分合闸按钮、跳合位置指示灯、接线端子排、航空接插件、空气开关、除湿和加热器等。3.FTU的分类柱上FTU：安装在户外柱上或路边等处，主要监视的是单一的柱上开关。环网柜FTU：安装在环网柜内，环网柜一般都为两路进线，多路出线，因此环网柜FTU至少要监控四条线路，要求FTU有很大的数据容量。开闭所FTU（或者称DTU）：所要监控的开关和线路的数量就更多了，因此对数据容量的要求就更大，但对体积的大小要求不是很严。8.3配电网的馈线自动化各种附件：包括远方控制闭锁开关、388.3配电网的馈线自动化4.远方控制方式馈线自动化系统的组成典型的由FTU、计算机系统和通信网络组成的远方控制方式馈线自动化系统如图8-10所示。图8-10远方控制方式馈线自动化系统的组成8.3配电网的馈线自动化4.远方控制方式馈线自动化系统39四、两种馈线自动化系统的总体评价（见表8-2）8.3配电网的馈线自动化表8-2两种馈线自动化系统的总体评价当地控制方式的馈线自动化系统远方控制方式的馈线自动化系统主要优点结构简单，建设费用低，不需要建设通信网络，不存在电源提取问题故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可以优化运行方式，实现安全经济运行；适应灵活的运行方式；恢复健全区段供电时，可以采取安全和最佳措施；可以和GIS、MIS等联网，实现全局信息化主要缺点只在线路发生故障时起作用，正常运行时不能起监控作用，因而不能优化运行方式；调整运行方式后，需要重新到现场修改元件整定值；恢复健全区段供电时，无法采取安全和最佳措施；需要经过多次重合，对设备的冲击大结构复杂，建设费用高，需要建设通信网络，存在电源提取等问题所需主要设备重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、配电自动化计算机系统适用范围农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的网城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配电网、其他对供电可靠性要求较高的区域四、两种馈线自动化系统的总体评价（见表8-2）8.3配电40一、配电图资地理信息系统8.4配电及用电管理自动化1.地理信息系统的概念与功能地理信息系统（GIS）是在计算机软件、硬件支持下，以采集、存储、管理、检索、分析和描述各种地理空间信息，以多种形式输出数据与图形产品的计算机系统。其基本结构如图8-11所示。图8-11地理信息系统的基本结构一、配电图资地理信息系统8.4配电及用电管理自动化1.418.4配电及用电管理自动化地理信息系统的主要功能有：数据的输入与编辑整理；数据的存储与管理；数据的检索与查询；数据的分析与处理；数据的输出。2.配电图资地理信息系统的概念与功能配电图资地理信息系统是自动绘图（AM）、设备管理（FM）和地理信息系统（GIS）的总称，它是利用地理信息技术和配电网规划技术、生产运行管理技术等，实现配电管理的计算机系统，为了简便，可简记为AM/FM/GIS。AM/FM/GIS系统的功能有：拓扑网络着色；自动动态连接；小区分割管理；AutoCAD双向接口；跳闸事件报告；能接入第三方软件。8.4配电及用电管理自动化地理信息系统的主要功能有：数据428.4配电及用电管理自动化3.AM/FM/GIS系统在配电网中的实际应用AM/FM/GIS系统在离线方面的应用在设备管理系统中的应用：在以地理图为背景所绘制的单线图上，能分层显示变电站、线路、变压器、断路器、隔离开关直至电杆路灯和电力用户的地理位置。只要激活一下所检索的厂站或设备图标，就可以显示有关厂站或设备的相关信息。在用电管理系统中的应用：业务报表、查表收费、负荷管理等是供电部门最为繁重的几项用电管理任务。使用系统，可以方便基层人员核对现场设备运行状况，及时更新配电、用电的各项信息数据。8.4配电及用电管理自动化3.AM/FM/GIS系统在438.4配电及用电管理自动化在规划设计上的应用：配电系统在合理分割变电站负荷、馈电线路负荷调整以及增设配电变电站、开关站、联络线和馈电线路，直至配电网改造、发展规划等规划设计任务都比较烦琐，一般都由供电部门自行完成。采用地理图上所提供的设备管理和用电管理信息和数据，与小区预报的数据相结合，共同构成配电网规划和设计计算的基础。AM/FM/GIS系统在在线方面的应用反映配电网的运行状况：读取SCADA系统遥信量，通过网络拓扑着色，能直观地反映配电网运行实时状况。在线操作：可在地理图上直接对开关进行遥控，对设备进行各种挂牌、解牌操作。8.4配电及用电管理自动化在规划设计上的应用：配电系统在448.4配电及用电管理自动化AM/FM/GIS系统在客户呼叫服务系统中的应用客户呼叫服务系统（TCS）也是DMS的一个重要组成部分，其目的是为了快速、准确地利用用户打来的大量故障投诉电话，来判断发生故障的地点和故障影响范围，并根据抢修队目前所处的位置，及时地派出抢修人员，使停电时间最短。这时，需要了解设备目前的运行状态和故障发生的地点以及抢修人员所处的位置，因此，AM/FM/GIS系统提供的最新的地图信息、设备运行状态极为重要。8.4配电及用电管理自动化AM/FM/GIS系统在客户呼45二、远程自动抄表与电能计量系统8.4配电及用电管理自动化1.抄表技术概述电能表的发展概况机械式电能表（也称感应式电能表）：价格较低并且经久耐用，对电源瞬变及各种频率的无线电干扰不敏感。但测量精度低，功能单一。电子式电能表：是20世纪70年代发展起来的一种新产品。除具有测量精度高、性能稳定、功耗低、体积小和重量轻等优点外，还可以实现更丰富的功能，如复费率、最大需量、有功电能和无功电能记录、失压记录、事件记录、负荷曲线记录、功率因数测量、电压合格率统计和串行数据通信等。二、远程自动抄表与电能计量系统8.4配电及用电管理自动468.4配电及用电管理自动化多功能电子式电能表的功能有：用电计测功能（包括累计计量和实时计量两种功能）；监视功能；控制功能；管理功能；存储功能；自恢复与自检测功能。抄表计费方式多功能电子式电能表：是20世纪90年代发展起来的一种新型固态智能，由于大部分多功能电子式电能表都采用了微处理技术，一般可以具有十余种基本功能，再加上辅助功能，某些型号产品的功能多达上百种。抄表计费的方式有：手工抄表方式；无线电自动抄表方式；预付电能计费方式；远程自动抄表方式。8.4配电及用电管理自动化多功能电子式电478.4配电及用电管理自动化2.远程自动抄表系统的组成远程自动抄表系统AMRS是一种不需要人员到达现场就能完成自动抄表和实现实时监控的新型用电管理系统，它利用公共电话网络、负荷控制信道或低压配电线载波等通信联系，将电能表的数据自动传输到计算机电能计费管理中心进行处理。远程自动抄表系统一般由电能表、采集终端/采集模块、集中抄表器（也称为集抄器或者集中器）、信道和后台主站系统构成。电能表：电能表是电能计量装置的核心。用于远方自动抄表系统的电能表有脉冲电能表和智能电能表两大类。8.4配电及用电管理自动化2.远程自动抄表系统的组成488.4配电及用电管理自动化采集终端：是指用于采集多个用户电能表电能量信息，并经处理后通过信道传送到系统上一级（中继器或集中器）的设备。采集模块：是指用于采集单个用户电能表电能量信息，并将它处理后通过信道传送到系统上一级（中继器或集中器）的专用模块。集中器：是指收集各采集终端或采集模块（或多功能电能表）的数据，并进行处理储存，同时能和主站或手持式抄表器进行数据交换的设备。一般应具有如下功能：数据采集、处理及储存；设置功能；校时功能；通信功能；自诊断和异常信息记录功能；扩展功能。8.4配电及用电管理自动化采集终端：是指用于采集多个用户498.4配电及用电管理自动化信道：是指信号（数据）传输的媒体，如无线电波、电力线、电话线等。后台主站系统：是指通过信道对集中器中的信息采集，并进行处理和管理的计算机系统。一般具有如下功能：抄收功能；设置功能；校时功能；自诊断功能；扩展功能。3.远程自动抄表系统的通信方式在远程自动抄表系统中，电能表到抄表集中器，以及抄表集中器到抄表中继器之间的通信，通常采用RS-485或低压配电线载波等方式。而抄表中继器至电能计费中心则可采用光纤、电话线或者无线电台等方式传送。8.4配电及用电管理自动化信道：是指信号（数据）传输的媒508.4配电及用电管理自动化利用电话网实现远程抄表这种方式通常由一个采集终端通过RS-485总线采集几十块电能表的数据，电能表为具有485输出口的电子表或加装电能量数据采集模块的机械表。采集终端通过专用电话线，将采集的电能量数据送入集中器进行数据集中处理，抄收区域较大时，多个集中器可以级联。利用电话网构成的远程抄表系统如图8-12所示。图8-12利用电话网构成的远程抄表系统8.4配电及用电管理自动化利用电话网实现远程抄表518.4配电及用电管理自动化利用低压配电载波实现远程抄表低压配电力载波集中抄表技术，是在每块机械式电能表中安装一块采集模块，完成对电能量信息的采集和处理，并具有单向通信功能，把各分散电能表的电能量数据通过低压配电线传至接在同一低压配电网上的若干数据集中器，然后通过手持抄收机或公用电话网将收集到的配电小区内所有电能表的电能量数据传送到用电管理中心。基于低压载波技术的远程抄表系统的构成如图8-13所示。8.4配电及用电管理自动化利用低压配电载波实现远程抄表52图8-13利用低压载波技术构成的远程抄表系统8.4配电及用电管理自动化4.远程自动抄表系统的典型方案分层组织的远程自动抄表系统：图8-14所示是由电能表、抄表集中器、抄表交换机和电能计费中心组成的四级网络结构的远程自动抄表系统。图8-13利用低压载波技术构成的远程抄表系统8.4538.4配电及用电管理自动化图8-14分四层组织的远程自动抄表系统结构8.4配电及用电管理自动化图8-14分四层组织的54图8-15实现防窃电的远程自动抄表系统组成8.4配电及用电管理自动化实现防窃电的远程自动抄表系统（图8-15）图8-15实现防窃电的远程自动抄表系统组成8.455表8-1配电网自动化中可供选用的通信方式通信层次通信方式传输媒介主要用途现场设备级现场总线屏蔽双绞线各FTU间或与TTU间通信、FTU、TTU与配电子站间通信，分散电能采集、设备内部通信等RS-485标准接口屏蔽双绞线主站级有线配电载波线高压配电线35kV变电站到县级电网综合自动化控制中心低压配电线载波低压配电线低压用户抄表光纤通信光缆配电子站到配电控制中心，配电开闭所到配电控制中心，FTU、TTU与配电子站间通信等拨号电话公用电话网远方抄表与远方维护，TTU到配电子站间通信无线高频电台自由空间FTU、TTU与配电子站间通信无线扩频自由空间配电子站到配电控制中心，配电开闭所到配电控制中心多址微波自由空间35kV变电站到县级电网综合自动化控制中心，配电子站到配电控制中心，卫星通信自由空间时钟同步表8-1配电网自动化中可供选用的通信方式通信通信方式56第八章配电网自动化第八章配电网自动化57第八章配电网自动化8.1配电网自动化概述8.2配电网自动化的通信8.3配电网的馈线自动化

8.4配电及用电管理自动化

第八章配电网自动化8.1配电网自动化概述588.1配电网自动化概述一、配电网自动化的产生我国电网现状：前些年加大了发电厂及输电网的建设，实现了输电网自动化，当前的主要矛盾出现在配电环节。我国配电网现状：配电网结构不合理，供电可靠性差、设备落后、自动化水平低。国家电力公司从1998年起对全国城乡电网开始进行大规模的建设与改造，并从总体上提出了明确目标：提高供电的可靠性，使我国城市供电可靠性达到99.99%；提高供电质量，使电压合格率≥98%。要达到上述指标，必须实施配电系统自动化。8.1配电网自动化概述一、配电网自动化的产生我国电网现状59二、配电网自动化的定义配电网自动化是利用计算机技术、现代电子技术和通信技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制以及用电和配电管理的自动化，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。8.1配电网自动化概述二、配电网自动化的定义配电网自动化是利用计算608.1配电网自动化概述三、配电网自动化的内容远方抄表与计费自动化（AMR）负荷监控与管理（LCM）需方管理（DSM）配电自动化系统（DAS）地理信息系统（GIS）变压器巡检与无功补偿配电SCADA系统进线监控馈线自动化（FA）10kV开闭所、变电站自动化配电自动化系统（DAS）是配电管理系统（DMS）中最主要的内容，它是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统，包括以下内容：8.1配电网自动化概述三、配电网自动化的内容远方抄表与计611.配电SCADA系统（配电网数据采集与监控系统）8.1配电网自动化概述SCADA包括配电网进线监控、变配电站自动化、馈线自动化和配电变压器巡检及无功补偿四个部分：配电网进线监控：对配电网进线变电所开关位置、保护动作信号、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的监视。配电SCADA系统采集安装在各个配电设备处的终端单元上报的实时数据，并使调度员能够在控制中心遥控现场设备，它一般包括数据库管理、数据采集、数据处理、远方监控、报警处理、历史数据管理以及报表生成等功能。1.配电SCADA系统（配电网数据采集与监控系统）8.1628.1配电网自动化概述馈线自动化（FA）：在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。闭所和配电变电站自动化（SA）：对配电网中10kV开闭所和小区变的开关位置、保护动作信号、小电流接地选线情况、母线电压、线路电流、有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。变压器巡检与无功补偿：变压器巡检是指对配电网中变压器、箱变的参数进行远方监视，无功补偿是指对补偿电容器进行自动投切和远方投切等。8.1配电网自动化概述馈线自动化（FA）：在正常情况下，638.1配电网自动化概述2.地理信息系统（GIS）配电自动化中的GIS主要包括设备管理、用户信息系统、SCADA功能及故障信息显示等。设备管理（FM）：将变电站、馈线、变压器、开关、电杆等设备的技术数据反映在地理背景图上，便于进行设备及其静态信息的查询。地理信息系统是将配电网设备的地理位置与一些属性数据库（如用户信息、需方管理上报的实时数据等）结合，以便操作和管理人员更加直观地进行配电网的动态分析和运行管理。8.1配电网自动化概述2.地理信息系统（GIS）648.1配电网自动化概述用户信息系统（CIS）：指借助GIS对大量用户信息，如用户名称、地址、账号、电话、用电量和负荷、供电优先级、停电记录等进行处理，以便于迅速判断故障的影响范围，而用电量和负荷的统计信息还可作为网络潮流分析的依据。SCADA功能及故障信息显示：指GIS通过调用CIS和SCADA功能，迅速查明故障地点和影响范围，选择合理的操作顺序和路径，并自动显示故障处理过程的进展信息。3.需方管理（DSM）需方管理是指电力的供需双方对用电市场进行管理，以达到提高供电可靠性，减少能源消耗及供需双方的费用支出的目的。8.1配电网自动化概述用户信息系统（CIS）：指借助GI658.1配电网自动化概述负荷监控与管理（LCM）：根据用户情况进行综合分析，确定最优运行和负荷控制计划，对集中负荷及部分工厂用电负荷继续监视、控制和管理，通过合理的电价结构引导用户转移负荷，平坦负荷曲线，降低运行成本，实现负荷均衡化。远方抄表与计费自动化（AMR）：通过各种通信手段读取远方用户电表数据，并将其传至控制中心，自动生成电费报表或曲线等。它包括负荷监控与管理和远方抄表与计费自动化两个方面内容。8.1配电网自动化概述负荷监控与管理（LCM）：根据用户66四、实施配电网自动化的目的和意义当配电网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况，快速隔离故障区段，及时恢复非故障区域用户的供电，缩短对用户的停电时间，减少停电面积。在正常运行情况下，通过监视配电网运行工况，优化配电网运行方式；根据配电网电压合理控制无功功率和电压水平，改善供电质量，达到经济运行目的；合理控制用电负荷，提高设备利用率；自动抄表计费，保证抄表计费的及时和准确，提高企业的经济效益和工作效率，降低劳动强度，达到减人增效的目的；提高管理现代化水平和服务质量，并可为用户提供自动化的用电信息服务等。8.1配电网自动化概述四、实施配电网自动化的目的和意义当配电网发生678.2配电网自动化的通信一、配电自动化通信系统的层次配电自动化通信系统一般可分为用户级通信、主站级通信和现场设备级通信三个层次。用户级通信：指配电控制中心或配电子站的各计算机之间的相互通信，一般通过局域网相连，本书不作讨论。主站级通信：指配电自动化主站和子站间的通信、子站和现场监控单元间的通信。现场设备级通信：指各种远方监控单元相互之间的通信，包括馈线远方终端FTU相互间的通信，配电变压器远方终端TTU相互间的通信，以及FTU和TTU之间的通信。8.2配电网自动化的通信一、配电自动化通信系统的层次688.2配电网自动化的通信二、配电自动化对通信系统的要求配电自动化对通信系统的要求，取决于配电网的规模和要求实现的具体希望水平。选择配电自动化系统的通信方式应综合考虑以下几点：通信的可靠性；双向通信的要求；通信速率的要求；通信不受停电的影响；通信系统建设费用；使用和维护的方便性；可扩充性。8.2配电网自动化的通信二、配电自动化对通信系统的要求698.2配电网自动化的通信三、配电自动化的通信方式1.主站级通信方式有线通信：包括架空明线或电缆、配电线载波、邮电本地网、租用电话线、光纤、有线电视网（CATV）、专线等。配电线载波通信（DLC）：是在6～10kV配电线路上的载波通信，其载波频率为5～40kHz。配电载波通信所用到的主要设备有：在主变电站安装的多路载波机（称主站设备）、在线路各测控对象处安放的配电线载波机（称从站设备）和高频通道。高频通道主要由10kV配电线路、高频阻波器（简称阻波器）、耦合电容器和结合滤波器组成。8.2配电网自动化的通信三、配电自动化的通信方式1.708.2配电网自动化的通信高频阻波器的作用：防止高频信号向不需要的方向传输；耦合电容器的作用：将载波设备与馈线上的高电压、操作过电压及雷电过电压等隔开，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号能顺利地耦合到馈线上；结合滤波器的作用：与耦合电容器配合将载波信号耦合到馈线上，并抑制干扰进入载波机。结合滤波器由接地刀闸QS、避雷器F、排流线圈L1、调谐网络C1、L2和匹配变压器T组成，如图8-1所示。图8-1结合滤波器的组成8.2配电网自动化的通信高频阻波器的作用：防止高频信号向718.2配电网自动化的通信光纤通信：是以光波作为信息载体，以光导纤维为传输媒介的一种崭新的通信方式。优点：传输频带宽、通信容量大、传输速率高、传输损耗小、误码率低、可靠性高、不受电磁干扰、组网灵活方便。优点：配电载波机的传输率可达到150～300bit/s，可满足双向通信的要求，在配电网监控、远方抄表和负荷控制等领域得到广泛的应用。光纤通信系统由电端机、光端机、中继器和光缆组成，如图8-2所示。图8-2光纤通信系统的组成8.2配电网自动化的通信光纤通信：是以光波作为信息载体，728.2配电网自动化的通信电话线通信：分为租用电话专线和公用电话拨号两种方式。租用电话专线方式：传输速率高，但租金较贵，成本高，适用于对通信速率要求较高的场所，如配电子站与主站之间的通信；公用电话网拨号方式：费用较低，但拨号电话的连接时间长且有时接不通，因此只适用于对通信速率要求不高的场所，如远程抄表等。

电话线通信的缺点：电力部门无法完全掌握电话线通信的维护以确保其可靠运行，而且还有许多电话线未能覆盖到的区域。8.2配电网自动化的通信电话线通信：分为租用电话专线和公738.2配电网自动化的通信无线通信：包括调幅（AM）广播、调频（FM）广播、无线寻呼网、高频通信（HF）、无线扩频通信、微波通信、卫星通信、数控电台等。高频通信：扩频通信的频率范围在150～800MHz。特点：通信速度不高，传输距离较短，但绕射能力较强，比较适合中小城市和大城市近郊及广大农村地区的配电自动化设备间的通信。扩频通信：扩频通信的频率范围为900～1000MHz。特点：传输速率高，发射功率小，抗干扰能力强，但要求通信两端无阻挡，因此对位于高楼林立之中的城市配电网应用效果不佳。用于通信点不多，通信速率要求较高的场合，例如子站与配电控制中心间的通信。微波通信（也称视距通信）：微波通信是采用1GHz以上的频率，外加特有的设备构成的通信方式。特点：传输容量大，传输距离长，稳定性能好，配置灵活。微波通信同光波一样是直线传播的，因而也称视距通信

8.2配电网自动化的通信无线通信：包括调幅（AM）广播、748.2配电网自动化的通信卫星通信：卫星通信是通过同步轨道上的通信卫星作为中继站来转发或发射无线电信号，在地面站间进行通信的。优点：不受地形和距离的限制，通信容量大，不受大气层骚动的影响，通信可靠。2.现场设备级通信方式现场总线：是连接智能现场设备与控制系统和控制室之间的一种数字式、双向、串行、多点通信的系统。其传输介质主要采用双绞线。优点：可靠性高，稳定性好，抗干扰能力强，通信速率高，造价低廉，维护成本低。在配电自动化系统中，LonWorks总线和CAN总线是较常用的两种现场总线通信方式。8.2配电网自动化的通信卫星通信：卫星通信是通过同步轨道758.2配电网自动化的通信LonWorks总线：LonWorks技术是由美国Echelon公司开发，并与Motorola和东芝公司共同倡导的现场总线技术。它采用了ISO/OSI开放系统互联模型全部的七层协议结构，是唯一提供全部服务的现场总线。CAN总线：CAN最早由德国Bosch公司推出，是一种具有很高可靠性、支持分布式实时控制的串行通信网络。它是目前唯一被批准为国际标准的现场总线。LonWorks支持双绞线、电力线、同轴电缆和光纤等多种网络传输介质并支持多种拓扑结构，组网方式灵活，其通信速率为78kbit/s/2700m、1.25Mbit/s/130m，节点数32000个。CAN可以采用点对点、一点对多点及全局广播多种方式发送接收数据，可以多主方式工作。CAN总线采用双绞线或光纤串行通信方式，其通信速率为5kbit/s/10kM、1Mbit/s/40m，节点数110个。8.2配电网自动化的通信LonWorks总线：LonWo768.2配电网自动化的通信RS-485标准接口：RS-485是一种改进的串行接口标准，其接口环节简单且不含CPU。RS-485最多可支持64～256个发送/接收器对，最远传输距离为2.5km（≤9600bit/s），最高传输速率为2.4Mbit/s。用于一些对实时性要求不高的场合，比如远方自动抄表。四、配电自动化系统的通信方案配网自动化工程所使用的通信介质主要有光纤、屏蔽双绞线和配电线。配网自动化系统一般可分为主站层、子站层和馈线层三层，在不同的层次上应采用不同的通信介质。8.2配电网自动化的通信RS-485标准接口：RS-4877主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组网方式一般分为两种：光纤以太网和光纤环网。子站与馈线之间：一般采用光纤、双绞线、电力线载波、无线等多种通信手段混合的方式。低压抄表系统：采用低压配电线载波通信。8.2配电网自动化的通信

图8-3为北京四方华能公司生产的CSDA2000配网自动化系统的总体结构图，各层之间采用的通信介质如图所示。主站与子站之间：一般采用单模光纤通信。光纤通信的组网方式一般78图8-3配网自动化系统的总体结构图8-3配网自动化系统的总体结构798.3配电网的馈线自动化一、概述馈线自动化的实现方式有以下两种：当地控制方式：依靠智能配电开关设备（重合器和分段器等）间的相互配合来实现故障区域自动隔离和健全区域自动恢复供电的功能；远方控制方式：通过通信网络及配电子站把户外分段开关处的柱上FTU和配电网控制中心的SCADA计算机系统连接起来，由计算机系统完成故障定位，然后以遥控方式隔离故障区域，恢复非故障区域供电。8.3配电网的馈线自动化一、概述馈线自动化的实现808.3配电网的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化1.重合器与分段器重合器：是一种自身具有控制及保护功能的开关设备。它能进行故障电流检测和按预先整定的分合操作次数自动完成分合操作，并在动作后能自动复位或闭锁。重合器的功能：当线路发生故障后，重合器通过检测确认为故障电流时将自动跳闸，并按预先整定的动作顺序及时间间隔进行若干次合、分循环操作。重合器的时间—电流特性曲线TCC：指重合器的开断时间与开断电流之间的关系曲线。重合器一般有两种t—I特性曲线，一种为快速动作t—I特性曲线，一般只有一条；另一种为慢速动作t—I特性曲线，可以有多条。8.3配电网的馈线自动化二、当地控制方式的馈线自动化818.3配电网的馈线自动化分段器：是一种与电源侧前级开关（重合器或断路器）配合，在失压或无流的情况下自动分闸的开关设备。分段器与重合器的主要区别是不能开断短路电流，但是能在线路短路时承受短路电流的力效应和热效应。分段器的关键部件是故障检测继电器，根据判断故障方式的不同，分段器可分为过流脉冲计数型分段器和电压—时间型分段器两类。过流脉冲计数型分段器：又称自动分段器，它是以检测线路电流来判断故障并进行分合闸操作的。电压—时间型分段器：又称自动配电开关或重合分段器，它是凭借加压或失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。8.3配电网的馈线自动化分段器：是一种与电源侧前级开关（828.3配电网的馈线自动化2.重合器与其它元件的配合重合器与重合器的配合图8-4所示是一个由五台重合器配合隔离环网故障过程示意图，每条线路设置一台出线重合器和一台中间重合器，两条线路通过一个常开的联络重合器相连。这些重合器在线路发生过电流或低电压时动作。图8-4多个重合器配合隔离环网故障过程8.3配电网的馈线自动化2.重合器与其它元件的838.3配电网的馈线自动化重合器与过流脉冲计数型分段器配合图8-5重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程图8-5为一树状网采用重合器与过流脉冲计数型分段器配合隔离永久性故障过程示意图。图中A采用重合器，B和C采用过流脉冲计数型分段器，它们的记数次数均整定为2次。8.3配电网的馈线自动化重合器与过流脉冲计数型分段器配合848.3配电网的馈线自动化重合器与电压—时间型分段器配合简单辐射状网的故障处理过程：图8-6为一简单辐射状网采用重合器与电压—时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C、D和E均采用电压—时间型分段器，其中B和D的X时限均整定为7s；C和E的X时限均整定为14s；它们的Y时限均整定为5s。分段器均设置在第一套功能。8.3配电网的馈线自动化重合器与电压—时间型分段器配合简858.3配电网的馈线自动化图8-6辐射状网隔离故障区段的过程8.3配电网的馈线自动化图8-6辐射状网隔离故障868.3配电网的馈线自动化图8-7辐射网分隔故障区段的时间特性上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-7所示。8.3配电网的馈线自动化图8-7辐射网分隔故障区878.3配电网的馈线自动化简单环网的故障处理过程：图8-8为一典型的开环运行的环状网采用重合器与电压—时间型分段器配合隔离故障区段的过程示意图。图中A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C和D采用电压—时间型分段器并且设置在第一套功能，它们的X时限均整定为7s，Y时限均整定为5s；E也采用电压—时间型分段器并且设置在第二套功能，它的XL时限均整定为45s，Y时限均整定为5s。8.3配电网的馈线自动化简单环网的故障处理过程：图8-8888.3配电网的馈线自动化图8-8环状网开环运行时隔离故障区段的过程8.3配电网的馈线自动化图8-8环状网开环运行89上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-9所示。8.3配电网的馈线自动化图8-9环网开环运行时分隔故障区段的时间特性上述辐射网分隔故障区段过程的时间特性如图8-9所示。8.3908.3配电网的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化远方控制方式的馈线自动化系统是建立在计算机监控系统和通信网络的基础上，它所需用的主要设备是具有数据采集和通信能力的馈线远方终端单元（FTU）。它的功能有：在正常情况下，远方实时监视馈线开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在负荷不均匀时，通过负荷均衡化达到优化运行方式的目的；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区段的供电。8.3配电网的馈线自动化三、远方控制方式的馈线自动化918.3配电网的馈线自动化1.FTU的基本功能和性能FTU的基本功能：遥信功能；遥测功能；遥控功能；统计功能；对时功能；事件顺序记录（SOE）；事故记录；定值远方修改和召唤定值；自检和自恢复功能；远方控制闭锁与手动操作功能；远程通信功能。FTU除上述功能外，还有以下三项可选配的功能：电度采集；微机保护；故障录波。FTU的性能要求：抗恶劣环境的能力；具有良好的维修性；可靠的电源。8.3配电网的馈线自动化1.FTU的基本功能和性能FT928.3配电网的馈线自动化2.FTU的组成远方终端控制器：作为整个FTU的核心模块需完成FTU的主要功能，如模拟和数字信号测量、逻辑计算、控制输出和通信处理。充电器：完成交流降压、整流及隔离，蓄电池充放电管理，多电源自动投切，蓄电池容量监视等功能。蓄电池：作为FTU所有供电电源的后备电源。机箱外壳：由于大多FTU安装在户外，受酸雨等的腐蚀较严重，因而机箱外壳宜采用耐腐蚀的材料做成，最好采用不锈钢材料。

8.3配电网的馈线自动化2.FTU的组成远方终端控制器938.3配电网的馈线自动化各种附件：包括远方控制闭锁开关、分合闸按钮、跳合位置指示灯、接线端子排、航空接插件、空气开关、除湿和加热器等。3.FTU的分类柱上FTU：安装在户外柱上或路边等处，主要监视的是单一的柱上开关。环网柜FTU：安装在环网柜内，环网柜一般都为两路进线，多路出线，因此环网柜FTU至少要监控四条线路，要求FTU有很大的数据容量。开闭所FTU（或者称DTU）：所要监控的开关和线路的数量就更多了，因此对数据容量的要求就更大，但对体积的大小要求不是很严。8.3配电网的馈线自动化各种附件：包括远方控制闭锁开关、948.3配电网的馈线自动化4.远方控制方式馈线自动化系统的组成典型的由FTU、计算机系统和通信网络组成的远方控制方式馈线自动化系统如图8-10所示。图8-10远方控制方式馈线自动化系统的组成8.3配电网的馈线自动化4.远方控制方式馈线自动化系统95四、两种馈线自动化系统的总体评价（见表8-2）8.3配电网的馈线自动化表8-2两种馈线自动化系统的总体评价当地控制方式的馈线自动化系统远方控制方式的馈线自动化系统主要优点结构简单，建设费用低，不需要建设通信网络，不存在电源提取问题故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可以优化运行方式，实现安全经济运行；适应灵活的运行方式；恢复健全区段供电时，可以采取安全和最佳措施；可以和GIS、MIS等联网，实现全局信息化主要缺点只在线路发生故障时起作用，正常运行时不能起监控作用，因而不能优化运行方式；调整运行方式后，需要重新到现场修改元件整定值；恢复健全区段供电时，无法采取安全和最佳措施；需要经过多次重合，对设备的冲击大结构复杂，建设费用高，需要建设通信网络，存在电源提取等问题所需主要设备重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、配电自动化计算机系统适用范围农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的网城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配电网、其他对供电可靠性要求较高的区域四、两种馈线自动化系统的总体评价（见表8-2）8.3配电96一、配电图资地理信息系统8.4配电及用电管理自动化1.地理信息系统的概念与功能地理信息系统（GIS）是在计算机软件、硬件支持下，以采集、存储、管理、检索、分析和描述各种地理空间信息，以多种形式输出数据与图形产品的计算机系统。其基本结构如图8-11所示。图8-11地理信息系统的基本结构一、配电图资地理信息系统8.4配电及用电管理自动化1.978.4配电及用电管理自动化地理信息系统的主要功能有：数据的输入与编辑整理；数据的存储与管理；数据的检索与查询；数据的分析与处理；数据的输出。2.配电图资地理信息系统的概念与功能配电图资地理信息系统是自动绘图（AM）、设备管理（FM）和地理信息系统（GIS）的总称，它是利用地理信息技术和配电网规划技术、生产运行管理技术等，实现配电管理的计算机系统，为了简便，可简记为AM/FM/GIS。AM/FM/GIS系统的功能有：拓扑网络着色；自动动态连接；小区分割管理；AutoCAD双向接口；跳闸事件报告；能接入第三方软件。8.4配电及用电管理自动化地理信息系统的主要功能有：数据988.4配电及用电管理自动化3.AM/FM/GIS系统在配电网中的实际应用AM/FM/GIS系统在离线方面的应用在设备管理系统中的应用：在以地理图为背景所绘制的单线图上，能分层显示变电站、线路、变压器、断路器、隔离开关直至电杆路灯和电力用户的地理位置。只要激活一下所检索的厂站或设备图标，就可以显示有关厂站或设备的相关信息。在用电管理系统中的应用：业务报表、查表收费、负荷管理等是供电部门最为繁重的几项用电管理任务。使用系统，可以方便基层人员核对现场设备运行状况，及时更新配电、用电的各项信息数据。8.4配电及用电管理自动化3.AM/FM/GIS系统在998.4配电及用电管理自动化在规划设计上的应用：配电系统在合理分割变电站负荷、馈电线路负荷调整以及增设配电变电站、开关站、联络线和馈电线路，直至配电网改造、发展规划等规划设计任务都比较烦琐，一般都由供电部门自行完成。采用地理图上所提供的设备管理和用电管理信息和数据，与小区预报的数据相结合，共同构成配电网规划和设计计算的基础。AM/FM/GIS系统在在线方面的应用反映配电网的运行状况：读取SCADA系统遥信量，通过网络拓扑着色，能直观地反映配电网运行实时状况。在线操作：可在地理图上直接对开关进行遥控，对设备进行各种挂牌、解牌操作。8.4配电及用电管理自动化在规划设计上的应用：配电系统在1008.4配电及用电管理自动化AM/FM/GIS系统在客户呼叫服务系统中的应用客户呼叫服务系统（TCS）也是DMS的一个重要组成部分，其目的是为了快速、准确地利用用户打来的大量故障投诉电话，来判断发生故障的地点和故障影响范围，并根据抢修队目前所处的位置，及时地派出抢修人员，使停电时间最短。这时，需要了解设备目前的运行状态和故障发生的地点以及抢修人员所处的位置，因此，AM/FM